Les champs pétroliers en eaux profondes sont devenus une zone stratégique centrale pour l’augmentation mondiale des réserves et de la production de pétrole et de gaz. Les champs pétroliers en grès turbiditique en eau profonde, tels que le bloc 18 en Angola, sont entrés dans une phase de forte teneur en eau et de haut degré de récupération, entourés de nombreuses réserves marginales. Ces dernières sont difficiles à exploiter en raison de la grande profondeur, de la petite échelle, des investissements élevés par puits et des risques élevés de développement. Pour répondre aux trois problèmes clés que sont la difficulté d’évaluation rapide de la faisabilité économique, le désaccord entre le schéma du réseau de puits et la configuration du réservoir, ainsi que le conflit entre la production rapide et le contrôle stable, un système technologique efficace axé sur "peu de puits - haute production - production stable" a été développé. Les résultats montrent : ① l’établissement d’un modèle de limite des réserves économiques récupérables à triple couplage "prix du pétrole - distance - risque", définissant la limite inférieure minimale des réserves récupérables pour un développement en raccordement, soit environ (840 ~ 1010) × 10⁴ t sous un prix du pétrole de 60 $/bl, une distance de raccordement de 20 km et un risque géologique moyen, permettant une sélection rapide des objectifs marginaux et une identification de la faisabilité de la conception détaillée; ② la construction d’un modèle de réseau de puits d’injection-production différencié contraint par la configuration du réservoir et l’abondance des réserves, soit un réseau régulier « densité élevée en haut, rare en bordure, injection d’eau périphérique » pour les réservoirs bloc turbiditique limités, et un réseau irrégulier « puits pétroliers en haut, injection d’eau en bordure » pour les réservoirs couche turbiditique non limités, résolvant le problème d’adaptation du réseau; ③ le développement d’une méthode d’optimisation dynamique d’équilibre multi-paramètres d’injection-production, réalisant une régulation synergique entre production rapide et stable, et définissant une plage raisonnable de vitesse de production adaptée au réseau. Ce système a été appliqué avec succès dans les champs marginaux en eau profonde en Angola ; pour le champ PT (bloc turbiditique limité), le schéma « 2 injection 2 production » avec un réseau relativement régulier a permis une production stable pendant 3 ans, une production cumulée de 420 × 10⁴ t, et une prolongation de la durée de vie du vieux champ de 6 ans ; pour le champ CS (bloc turbiditique non limité), le schéma « 2 injection 2 production » avec un réseau irrégulier prévoit un taux de récupération de 35,6 %. Les résultats fournissent une approche technique reproductible et un soutien à la décision pour le développement efficace de ressources marginales similaires en eaux profondes dans le monde.

turbidite;adaptation du réseau de puits;limite inférieure économique de réserves récupérables;réserves marginales;mode de développement;champs pétroliers en eaux profondes;Angola